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摘 要：近年来，采油厂每年油井作业井200余井次，所需压井液均从供应商处配好了拉运，成本高，时间长，部分油井产出液与外来修井液不配伍，增加了地层的敏感伤害导致储层渗透率下降，影响了产量恢复率。因此，为提高产量恢复率，降低自然递减，实现油层保护“一井一策”目标，在采油厂建设一座高度集成化、模块化、自动化配液站是十分必要的。
关键词：配液站；集成化；模块化；产量恢复率；自然递减率；油层保护
一、配液站建设前地面工程建设现状及运行情况
二厂及六厂每年大修作业近20余口，小修作业100余口，每年需优质压井液6000余m3，均从大港油田三号院拉运。
配液站选址南中注水站，南中注水站2008年整体迁移改造，在附近建成歧十一注水站，原泵站厂房废弃，目前站内主要设施及现状如下：
1、有砖墙建筑的废弃固定泵站一座，主要泵房面积为，长约29m×宽约8.8m，泵站内有废弃房若干间。
2、泵站院内有废弃大型储液罐2个，地下污水池一个。
3、站内有污水进水管线，没有清水进水管线。
4、院墙外有供电线路。
二、存在的问题
面对采油厂油田复杂的储层物性，修井作业、生产过程中油层污染而造成渗透率下降等油井难恢复的问题，近几年我们尝试、摸索过应用油层保护技术，油层保护工作见效虽取得一定效果，由于基础工作研究不系统以及油层保护针对性不强等原因，距先进单位仍有较大差距，油层保护工作任重道远。
统计上半年油井维护作业井65井次，可对比井55口，产量恢复38井次，井次恢复比例 69.1%，平均产量恢复率 92%。未恢复井17井次，所占比例30.9%。不可对比10口，其中7口井参数下调。
恢复井平均产量恢复期5.74天。未恢复井产量恢复率61.71%。累计影响产量2820.64吨。
维护作业井应用油层保护液16井次，恢复6井次，占37.5%，可对比井3口，缩短恢复期8天。其余10口油井作业后产量均未恢复，影响产量1743吨。
据调研，外来修井液的不配伍是二厂、六厂在开采过程中污染的主要原因之一，主要表现为敏感性伤害、化学伤害引起储集层渗透率下降，增加作业后产量恢复的难度。因此需要采用针对性强、油层保护效果好的优质修井液。而目前采油两厂还没有油层保护配液站对优质油层保护液进行加工，如果采用到港内拉运的方式，不仅成本高，而且还会耽误现场施工，因此需要在二厂建立油层保护配液站。
南中注水站原废弃泵站内无废液外排系统，无生活用水，无供暖设施。且泵站屋顶漏雨较严重，门窗破损严重。
三、改造方案
3.1方案编制
充分利用现有场地及房屋设施，修缮原南中注泵房，在该区域新建配液站，具体规划方案如下：
（1）在室内安装总容积约100-120m3的开放式混配罐，每个混配罐的容积为25-30 m3。其中两个混配罐安装加料漏斗。配液水采用处理后的采油污水或者是清水。需要配备有污水进水管线和清水进水管线。
（2）混配罐内部要求做有效防腐处理，防止高浓度碱、盐对罐体腐蚀；混配罐顶部要求安装承重网格栅板，承重能力>2t/m2。并预留加料口和进罐清罐入口。配备计量标尺。
（3）每个混配罐配套安装15kw搅拌器2个，搅拌叶采用双层三叶，以达到高效搅拌效果，满足粘度在1-50mPa.s范围、密度在0.9-1.6g/m3范围不同油层保护工作液的均匀配制。
（4）配套离心泵2台（排量100m3/h、功率7.5-11kw），齿轮泵1台（排量95m3/h，功率45kw），满足不同性能油层保护液的生产需要。
（5）混配罐进出料管汇配套齐全，满足进水、出料、循环、罐车装车等工艺环节的需要，确保各个设备设施之间联通顺畅。
（6）建设半开放式化工材料存放料棚一座，存料面积150-200 m2。
（7）配套储水罐一个，可以存放生产用水100 m3左右。
（8）配套生活设施完备的值班房2间（生活用水、用电设施齐备。生活水采用拉运，配备5 m3生活水罐一个），满足4-5人现场24h值班需要。
（9）配套室内工具材料库房及室内精细化工材料库房各一间。
（10）安装安全视频监控系统一套。
（11）配置运输材料用叉车一台（举升高度>3m，载重>3t）。
（12）配套废液处理排放系统一套。
3.2标准化设计
标准化设计工作应执行《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004、《钢质储罐罐底外壁阴极保护技术标准》SY/T 0088-2006、《油田地面工程建设规划设计规范》（SY/T 0049-2006）等等。
4、配液站效果分析
2013年9月配液站投产，处理能力为120m3/d。采油厂技术部门与上级部门精心合作，一是针对作业井因严重漏失作业无法进行的问题、作业井因严重漏失造成油层污染，产量恢复期长的问题、油层保护液成本还需要降低，以实现规模应用，进行凝胶复合堵漏剂进行先导性试验；二是针对低能、低渗油层开展多重保护液应用；三是针对高压井易结垢井试验应用了高密度无固相改性卤水，进行油层保护液配制试验应用。
截止2013年年底，在歧23-28、歧23-25两口低能油井分别配制了无固相油层保护液（防膨+防水锁）和暂堵型保护液（暂堵+防水锁+防膨），歧119-1井试验防膨型无固相油层保护液。共进行凝胶复合堵漏技术先导性试验2口井，成功率50%；低渗、敏感区块试验应用多重油层保护液7口井，有效率72%，产量恢复率95%以上。并且恢复期明显缩短；高压易结垢区块试验应用高密度改性卤水2口井，应用井未见结晶、结垢现象。其它应用3口井，效果不明显。2014年，采油厂油层保护技术配合攻关，使得某抽油开采区块油田重新焕发活力，已投产油井3口，其中庄浅33-41喜获高产，恢复日产油16吨，截至目前，累产油1713吨，取得稠油先导性试采成功。
综上所述，可见为进一步精细油层保护程度及节约成本，避免保护液不配伍造成油藏污染，采油厂配液站的建立是十分必要的。
关键词：配液站；集成化；模块化；产量恢复率；自然递减率；油层保护
一、配液站建设前地面工程建设现状及运行情况
二厂及六厂每年大修作业近20余口，小修作业100余口，每年需优质压井液6000余m3，均从大港油田三号院拉运。
配液站选址南中注水站，南中注水站2008年整体迁移改造，在附近建成歧十一注水站，原泵站厂房废弃，目前站内主要设施及现状如下：
1、有砖墙建筑的废弃固定泵站一座，主要泵房面积为，长约29m×宽约8.8m，泵站内有废弃房若干间。
2、泵站院内有废弃大型储液罐2个，地下污水池一个。
3、站内有污水进水管线，没有清水进水管线。
4、院墙外有供电线路。
二、存在的问题
面对采油厂油田复杂的储层物性，修井作业、生产过程中油层污染而造成渗透率下降等油井难恢复的问题，近几年我们尝试、摸索过应用油层保护技术，油层保护工作见效虽取得一定效果，由于基础工作研究不系统以及油层保护针对性不强等原因，距先进单位仍有较大差距，油层保护工作任重道远。
统计上半年油井维护作业井65井次，可对比井55口，产量恢复38井次，井次恢复比例 69.1%，平均产量恢复率 92%。未恢复井17井次，所占比例30.9%。不可对比10口，其中7口井参数下调。
恢复井平均产量恢复期5.74天。未恢复井产量恢复率61.71%。累计影响产量2820.64吨。
维护作业井应用油层保护液16井次，恢复6井次，占37.5%，可对比井3口，缩短恢复期8天。其余10口油井作业后产量均未恢复，影响产量1743吨。
据调研，外来修井液的不配伍是二厂、六厂在开采过程中污染的主要原因之一，主要表现为敏感性伤害、化学伤害引起储集层渗透率下降，增加作业后产量恢复的难度。因此需要采用针对性强、油层保护效果好的优质修井液。而目前采油两厂还没有油层保护配液站对优质油层保护液进行加工，如果采用到港内拉运的方式，不仅成本高，而且还会耽误现场施工，因此需要在二厂建立油层保护配液站。
南中注水站原废弃泵站内无废液外排系统，无生活用水，无供暖设施。且泵站屋顶漏雨较严重，门窗破损严重。
三、改造方案
3.1方案编制
充分利用现有场地及房屋设施，修缮原南中注泵房，在该区域新建配液站，具体规划方案如下：
（1）在室内安装总容积约100-120m3的开放式混配罐，每个混配罐的容积为25-30 m3。其中两个混配罐安装加料漏斗。配液水采用处理后的采油污水或者是清水。需要配备有污水进水管线和清水进水管线。
（2）混配罐内部要求做有效防腐处理，防止高浓度碱、盐对罐体腐蚀；混配罐顶部要求安装承重网格栅板，承重能力>2t/m2。并预留加料口和进罐清罐入口。配备计量标尺。
（3）每个混配罐配套安装15kw搅拌器2个，搅拌叶采用双层三叶，以达到高效搅拌效果，满足粘度在1-50mPa.s范围、密度在0.9-1.6g/m3范围不同油层保护工作液的均匀配制。
（4）配套离心泵2台（排量100m3/h、功率7.5-11kw），齿轮泵1台（排量95m3/h，功率45kw），满足不同性能油层保护液的生产需要。
（5）混配罐进出料管汇配套齐全，满足进水、出料、循环、罐车装车等工艺环节的需要，确保各个设备设施之间联通顺畅。
（6）建设半开放式化工材料存放料棚一座，存料面积150-200 m2。
（7）配套储水罐一个，可以存放生产用水100 m3左右。
（8）配套生活设施完备的值班房2间（生活用水、用电设施齐备。生活水采用拉运，配备5 m3生活水罐一个），满足4-5人现场24h值班需要。
（9）配套室内工具材料库房及室内精细化工材料库房各一间。
（10）安装安全视频监控系统一套。
（11）配置运输材料用叉车一台（举升高度>3m，载重>3t）。
（12）配套废液处理排放系统一套。
3.2标准化设计
标准化设计工作应执行《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004、《钢质储罐罐底外壁阴极保护技术标准》SY/T 0088-2006、《油田地面工程建设规划设计规范》（SY/T 0049-2006）等等。
4、配液站效果分析
2013年9月配液站投产，处理能力为120m3/d。采油厂技术部门与上级部门精心合作，一是针对作业井因严重漏失作业无法进行的问题、作业井因严重漏失造成油层污染，产量恢复期长的问题、油层保护液成本还需要降低，以实现规模应用，进行凝胶复合堵漏剂进行先导性试验；二是针对低能、低渗油层开展多重保护液应用；三是针对高压井易结垢井试验应用了高密度无固相改性卤水，进行油层保护液配制试验应用。
截止2013年年底，在歧23-28、歧23-25两口低能油井分别配制了无固相油层保护液（防膨+防水锁）和暂堵型保护液（暂堵+防水锁+防膨），歧119-1井试验防膨型无固相油层保护液。共进行凝胶复合堵漏技术先导性试验2口井，成功率50%；低渗、敏感区块试验应用多重油层保护液7口井，有效率72%，产量恢复率95%以上。并且恢复期明显缩短；高压易结垢区块试验应用高密度改性卤水2口井，应用井未见结晶、结垢现象。其它应用3口井，效果不明显。2014年，采油厂油层保护技术配合攻关，使得某抽油开采区块油田重新焕发活力，已投产油井3口，其中庄浅33-41喜获高产，恢复日产油16吨，截至目前，累产油1713吨，取得稠油先导性试采成功。
综上所述，可见为进一步精细油层保护程度及节约成本，避免保护液不配伍造成油藏污染，采油厂配液站的建立是十分必要的。